探索适宜的电力集团层面的脱硝战略
21世纪以来,我国形成了厂网分离的电力工业体制,发电企业成为电力环保的核心。对电力集团来说,必须探索适宜的集团层面的脱硝战略。
(1)在新电力工业体制下, 电力集团已成为 NOx 控制的责任主体和组织核心。为充分发挥市场配置资源的基础性作用、建立与社会主义市场经济体制相适应的电力体制, 2002年国务院颁布了《关于印发电力体制改革方案的通知》[国发( 2002) 5 号] ,重组国家电力公司管理的发电资产,按建立现代企业制度要求组建了5家独立的发电企业。
经过重组,我国已形成以电力集团公司为核心的发电体制。各电力集团掌管的发电资产基本相当,电厂区域分布相对集中。电力集团已经成为发电厂的管理核心和区域发电布局的推动者,事实上已经成为相应区域内电力环境保护的责任人。无论集团内发电厂站的企业体制如何,集团对其全部发电资产的环境后果负有不可替代的责任和作用,同时其制定规划、组织实施、控制投资项目的作用是不可替代的,应当建立集团层面的NOx 控制对策。
(2)积极适应国家脱硝政策,立足电力集团实际,明确集团层面的NOx 控制原则和目标。电力集团作为重要的国有控股企业,须严格遵守国家有关环境保护的规定,模范执行国家脱硝政策;同时,还应该承担企业的社会责任,根据集团具体情况,探索有利于环保的技术措施,科学地确定集团内燃煤火电厂站NOx 排放现状及其防治目标。
我国“十五”期间确定了SO2 以2000年为基准削减10%的总量控制目标,“十一五”仍然延续这种做法,确定了SO2 排放以2005年为基准削减10% 的目标。我国部分地区在NOx 污染防治领域借鉴了SO2 控制的削减做法(如粤港合作保护大气环境计划中确定了NOx 以1997年为基准削减20%的目标) 。但从全国来看,我国目前缺乏权威的燃煤火电厂NOx 排放资料,因此在“十五”、“十一五”期间都没有把NOx 列入约束性削减指标。
燃煤火电厂烟气脱硝控制应当确定NOx 削减控制目标。SO2 削减目标的确认,是以燃料为基础的物料衡算和以连续在线监测为基础的监测措施, 结合适当的监测技术规范和统计措施,确定排放总量并根据环境目标确定削减目标。该技术路线应用到火电厂NOx 排放防治领域有一定的困难:首先, SO2 与NOx 的发生机理不同, NOx 对燃烧过程的依赖使之与燃料的关系不像SO2 那么密切,影响污染物产生量的判断和削减技术措施的应用;其次,连续在线监测巨大的成本和面临的非正常运行的现状可能会对NOx 排放监测结果产生巨大扭曲。
因此,在借鉴上述技术路线的同时,应当下大力气探索通过NOx 排放绩效指标确定控制目标的方案。近年来,我国电力和环保部门对燃煤火电厂 NOx 排放绩效指标进行了一系列研究,取得了部分阶段性成果。根据已经取得的NOx 排放绩效数据分类核定电厂NOx 排放绩效指标,选择有代表性的电厂通过实测等措施对指标进行检验和修正。根据修正后的NOx 排放绩效指标并按照发电量推算其排放量;根据推算确定燃煤火电厂NOx 排放的总量目标,按照我国及相应区域对环境保护目标的要求即可确定燃煤火电厂NOx 排放的削减目标。这种做法能够保证一定的精确度(误差率可以控制在± 10%以内)和实际的管理需要。
电力集团应当尽快采取技术和统计措施,摸清 NOx 的确切排放总量,在此基础上确定火电厂NOx 排放的总量目标及其削减目标。集团的NOx 削减目标可以分三个层次: ①保证所有电厂能够遵守国家的NOx 控制标准,确保其达标排放; ②按照不同电厂的绩效要求,确定各自的排放要求,对不同技术和工艺规模的电厂实行分类控制; ③根据集团系统内部和区域最优的原则,积极通过工艺改革、技术进步和环境治理等手段,先行一步,确定有利于区域环境友好的综合性NOx 削减指标方案。
(3)建立以电力集团为基础、以降低NOx 总量为核心的环境友好目标和技术指标体系。在确定了燃煤火电厂NOx 排放削减目标后,建立并严格实施和NOx 排放相关的控制标准,并以该标准为依托建立系统的技术措施体系,应当是电力集团脱硝技术政策的核心内容。
首先,电力集团应当探索基于排放绩效指标的燃煤火电厂NOx 排放控制标准和环境友好指标。 NOx 排放绩效指标( GPS) 也称排放绩效标准 (EPS) ,是20世纪90年代末期起源于美国的一项有别于浓度标准的火电厂污染物排放标准,它是以火电厂单位发电量所排放的污染物作为基准的新的火电厂污染物排放标准,通常以g/ ( kW·h)形式表示。该标准以电能的产出为基础,从而使污染物的排放不仅和燃料紧密相连,而且还与生产工艺、生产效率等因素紧密相连,可以直观地表示火电厂的排污状况或者环境友好程度。与以往的根据总量控制要求,在现有排放量的基础上按削减幅度等比例削减的做法相比,更为公平。
在该标准中设定参数F 作为简单描述燃煤火电厂NOx 排放指标,即单位发电量所产生的污染量, F = r W i / ( kW·h) 。F可以作为环境友好的简单指标,表示火电厂NOx 排放强度或者对环境的友好程度。发电量越大,排放的污染物总量越小,表明火电厂对环境越友好。根据我国国情,在火电厂土地涉及不同主体功能区的情况下,可以通过表明该地区环境权重经验数值K来修正F 。即: F1 = K· r W i / kW·h。F ( F1) 将经济发展与环境紧密结合,能够兼顾火电行业NOx 排放的宏观管理和火电厂的微观控制。通过它们即可表示电厂的NOx 排污情况以及应该实现的控制要求。
电力集团应依据本集团的功能区位、发电厂的布局和状况,选定烟气脱硝GPS的计算方法、应用条件以及权重K的设定规则,并研究确定GPS排放标准对目前国家浓度标准的协调。这样就可以建立一套简明实用的NOx 排放防治实施指标。
其次,电力集团应借助GPS指标确立以绩效和环境友好为核心的综合管理措施。根据基于GPS的环境友好指标( NOx 排放强度标准) ,并考虑不同环境功能区的特点,统筹集团的全部燃煤火电厂,建立环境友好指标体系,并将其应用到中远期电站发展规划、电厂项目环境影响评价等过程中去。以发展规划和环评为龙头,按照单个电厂符合排污标准、集团整体削减NOx 最优的原则,协调解决燃煤火电厂布局以及新、老电厂的脱硝问题。
(4) 以电力集团为基础,制定可行的NOx 削减控制规划。根据NOx 排放及其削减目标,结合“十一五”规划纲要确定的主体功能区建设思路及各区域社会经济和环境的特点,按照建立区域环境友好与和谐发展的要求,制定电力集团燃煤火电厂NOx 削减控制规划,使国家总体环境要求与企业和地方协调发展有效地统一起来。同时根据火电厂的布局和工艺特点,确定实现规划目标的技术措施体系。
2004年国家发改委《关于燃煤电站项目规划和建设的有关要求的通知》[发改能源( 2004 ) 864 号] ,要求燃煤电站统筹规划,高度重视规划布局合理性。电站规划布局需要符合我国一次能源总体流向,综合平衡煤源、水源、电力负荷、接入系统、交通运输、环境保护等电站建设必要条例,统筹考虑输煤与输电问题。除要求提高机组效率、促进技术升级外,由于我国环境形势严峻、环境容量有限,还特别强调要严格执行国家环保政策,所有燃煤电站均要同步建设排放物在线连续监测装置。
首先,电力集团应确定对燃煤火电厂NOx 积极控制的规划目标。电力集团通过综合考虑功能区、环境、人口、生产力与火电厂布局等因素,确定电厂所在功能区适用的GPS系数,拓展地区性发展环境容量空间,兼顾地区经济发展水平、人民的环境质量需求和地方社会经济管理秩序,以规划引导燃煤火电厂的布局和在役火电厂NOx 削减方略。
其次,电力集团应当确立适用的实现NOx 控制规划目标的技术措施体系。新建、在役、不同装机容量的火电厂具有不同的技术经济特点,其NOx 排放及控制的技术要求各不相同,应在技术经济实证分析的基础上有针对性地确定技术措施。
对新建火电厂和装机容量大的火电厂,应当适用比较高的环境友好指标,实行严格的全厂GPS指标。对这类电厂除要求采用低氮燃烧技术外,还必须采取尿素SCR和SNCR /SCR混合法等先进脱硝技术措施。在条件许可的情况下,电力集团或者其下属企业还必须新、老兼顾,在新增火电机组时“以新带老”推动在役火电厂的脱硝,从而提高全集团的NOx 排放绩效指标和环境友好指标。
对在役火电厂,应当根据其不同的剩余设计服役年限实行不同的脱硝技术对策。对剩余设计服役年限不满五年的火电机组,一般不再考虑上脱硝设施,但应严格执行国家的退役淘汰规定;对剩余设计服役年限五年以上的火电机组,一般应上经济适用的低氮燃烧或采用尿素SNCR的脱硝设施。
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